Приказ Минэнерго РФ от 22.04.2009 N 122 "Об утверждении Методических рекомендаций по определению технологических потерь нефти при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки и обустройства месторождений"

едельно допустимых выбросов углеводородов в атмосферу, утвержденных в установленном порядке по данному объекту.
Потери нефти в виде паров () рекомендуется рассчитывать по следующей формуле:

, (6.1)

где:
- масса паров пентана и  в газовой смеси, кг;
- объем замеренной (рассчитанной) газовой смеси, вытесненной из резервуара, приведенный к стандартным условиям (давлению 100 кПа и температуре 293 K), м3;
- плотность паров нефти в составе газовой смеси, приведенная к стандартным условиям (давлению 100 кПа и температуре 293 K), кг/м3.
Объемную долю паров нефти в газовой смеси рекомендуется рассчитывать по следующей формуле:

, (6.2)

где:
- объем паров нефти в газовой смеси, приведенный к стандартным условиям (давлению 100 кПа и температуре 293 K), м3;
- объем замеренной газовой смеси, вытесненной из резервуара, приведенный к стандартным условиям (давлению 100 кПа и температуре 293 К), м3.
Количество измерений должно быть достаточным для обеспечения требуемой точности в условиях нестабильности процесса, но не менее трех.
Уровень нефти в резервуаре рекомендуется измерять средствами измерения, поверенными в установленном порядке.
В начале и в конце заполнения резервуара нефтью рекомендуется фиксировать показания уровнемера, атмосферного давления, температуры газовой смеси, температуры воздуха, отбирать пробы газовой смеси на анализ. Рекомендуется фиксировать давление и температуру в сепараторах концевых сепарационных установок (КСУ), если нефть из этих установок поступает в резервуар.
В промежуточные моменты времени рекомендуется ежечасно измерять температуру газовой смеси и отбирать ее пробы для определения объемной доли паров нефти () в ней.
В любое время за период измерения рекомендуется отбирать пробу нефти до резервуара для определения ее фракционного и углеводородного состава, плотности и газового фактора нефти (при температуре в резервуаре и давлении 0,105 МПа (давление абсолютное)).
При расчете средней плотности паров по результатам анализов рекомендуется принимать их среднеарифметическое значение.
Долю паров нефти () в газовой смеси рекомендуется определять как среднеарифметическое всех значений за время заполнения резервуара.
Величину потерь нефти рекомендуется рассчитывать по формуле (6.1) и делить на массу поступившей в резервуар нефти за время измерения.
При эксплуатации резервуара в подключенном режиме вследствие неопределенности периодов увеличения уровня нефти в резервуаре и колебания температуры в его газовом пространстве наблюдения за показаниями рекомендуется вести непрерывно в течение установленного времени измерения потерь.
Если показания нарастают, то в течение каждого периода нарастания определение величины потерь нефти за каждый период нарастания показаний рекомендуется рассчитывать по формуле (4.1) и (4.2). Потери за время наблюдения рекомендуется определять как сумму потерь за время наблюдения.
Все данные экспериментов и характеристики резервуара (размеры, тип дыхательной арматуры, место в технологическом цикле) рекомендуется заносить в журнал наблюдений.
При оснащении резервуарных емкостей системами улавливания легких фракций (УЛФ) расчетная величина потерь нефти умножается на коэффициент, определенный в соответствии с Методикой определения эффективности применения систем улавливания легких фракций нефти из резервуаров.
При оснащении резервуарных емкостей газоуравнительными системами расчетная величина потерь нефти умножается на коэффициент, равный коэффициенту эффективности работы системы, отраженный в паспорте либо проектной документации на ее устройство.

6.2. Метод определения потерь нефти
от испарения по концентрации углеводородных паров в газе,
вытесняемом из технологических



> 1 2 ... 3 4 5 6 ... 9 10 11

	Поделиться:	Tweet